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Energetische Rückzahlzeit und CO₂-Vermeidungskosten von thermischen Solaranlagen

von Peter Biermayr und Marko Arezina

Die energetische Rückzahlzeit und die CO₂-Vermeidungskosten sind wichtige Kennwerte einer Technologie und sorgen oftmals für eine kontroversielle Diskussion. Eine empirische Studie zeigt, dass diese Kennwerte für thermische Solaranlagen keine Konstanten sind, sondern in hohem Maße von zahlreichen Einflussfaktoren bzw. von den gewählten Berechnungsmethoden abhängen.

Im Zuge des Projektes RIOSOLAR (RIOSOLAR ist ein Forschungsprojekt im Rahmen des Forschungsprogramms “Sparkling Science“, gefördert vom Bundesministerium für Wissenschaft, Forschung und Wirtschaft.) wurden nachhaltigkeitsrelevante Merkmale der Technologien zur direkten Nutzung der Solarenergie – Solarthermie und Photovoltaik – untersucht. In diesem Beitrag werden die Ergebnisse für die energetische Rückzahlzeit und die CO₂-Vermeidungskosten von thermischen Solaranlagen für die Brauchwassererwärmung und von Kombianlagen für die Brauchwassererwärmung und teilsolare Raumheizung präsentiert.

Die energetische Rückzahlzeit (ERZZ) ist dabei jene Betriebszeit, in der eine thermische Solaranlage soviel Nutzenergie bereitgestellt hat, wie ihrem eigenen kumulierten Energieaufwand (KEA (Definition gemäß VDI 4600)) zur Herstellung, Nutzung und Entsorgung entspricht. Eine exergetische Bewertung wird dabei nicht vorgenommen. Die CO₂-Vermeidungskosten geben an, welche Kosten ein noch zu definierender Betrachter für eine vermiedene Tonne CO₂-Äquivalent sieht.

Energetische Rückzahlzeit von thermischen Solaranlagen

Methodisch wurde im Projekt RIOSOLAR Fachliteratur analysiert, und 31 konkrete Anlagen-Fallstudien im südöstlichen Niederösterreich und im Burgenland wurden durchgeführt. Die Ergebnisse aus der Literaturanalyse für Anlagen auf Basis einfach verglaster Flachkollektoren sind in Abbildung 1 zusammengefasst.

Abbildung 1: Zeitliche Entwicklung der energetischen Rückzahlzeiten von solarthermischen Anlagen auf Basis einfach verglaster Flachkollektoren. Quellen: TU Wien Energy Economics Group (EEG), [1-9].

Das jeweilige Publikationsdatum wurde in der Darstellung der Zeitachse zugeordnet und die Schwankungsbandbreite der Angaben zur energetischen Rückzahlzeit wurde gemeinsam mit dem jeweiligen Mittelwert eingetragen. Die durch die Datenpunkte gelegte Schätzfunktion weist ein Bestimmtheitsmaß von 0,33 auf. Versuche einer Verlaufsschätzung ohne die Daten von 1984 brachten keinen signifikanten Trend. Es liegt damit die Vermutung nahe, dass durch die fortschreitende Optimierung der industriellen Kollektorfertigung ca. ab dem Jahr 1990 keine wesentliche Reduktion des kumulierten Energieaufwandes mehr erfolgte. Daraus kann jedoch auch geschlossen werden, dass ohne systemische Innovation wie z.B. gänzlich neue Materialien oder ein gänzlich neues Systemdesign auch bis 2030 keine weiteren Reduktionen der energetischen Rückzahlzeiten mehr zu erwarten sind.

Wurde aufgrund der Literaturanalyse ein Überblick über Größenordnungen und Trends verfügbar, so eröffnete die Analyse der Fallstudien ein differenzierteres Bild und ermöglichte die empirische Verifizierung von Einflussfaktoren. In der nicht repräsentativen zufällig gezogenen Stichprobe (n=31) konnten 13 Anlagen zur Brauchwassererwärmung und 18 Kombianlagen erfasst werden. Die Häufigkeit nach Altersklassen entspricht weitestgehend der Marktentwicklung des österreichischen Solarthermie-Inlandsmarktes, siehe Abbildung 2.

Abbildung 2: Verteilung der erhobenen solarthermischen Anlagen auf Altersklassen mit der Unterscheidung nach Art der Anlagenerrichtung (n=31). Quelle: EEG.

11 der 31 untersuchten Anlagen wurden von den Anlagenbetreibern selbst montiert. In der Altersklasse der von 2001 bis 2010 errichteten Anlagen waren dies 5 von 19 Anlagen (=26 %). Dies kann als Indiz gewertet werden, dass auch in aktueller Zeit zahlreiche Solarthermie-Anwender technikaffine Menschen sind. Die älteste erfasste Anlage wurde 1974 errichtet und war zum Zeitpunkt der Erhebung bereits 39 Jahre in Betrieb. 27 Anlagen waren mit einfachverglasten Flachkollektoren ausgestattet, weitere 4 Anlagen mit Vakuumröhrenkollektoren. Das Absorbermaterial war in 27 Fällen Kupfer und in 4 Fällen Aluminium. 16 Anlagen waren Aufdachanlagen, 13 Anlagen waren Indachmontagen, eine Anlage war fassadenintegriert und eine weitere Anlage war eine Freiflächenanlage.

Von jeder Anlage wurde eine bottom-up-KEA-Bilanz erstellt, vgl. Tabelle 1.

Tabelle 1: KEA (kumulierter Energieaufwand)-Bilanz einer thermischen Solaranlage zur Brauchwassererwärmung mit 7,8 m2 einfachverglasten Flachkollektoren mit Herstellungs- und Betriebsstandort in Österreich. Die Montage-, Betriebs- und Entsorgungsaufwände wurden in diesem Beispiel mit dem energetischen Schrottwert der Anlage aufgrund der guten Recyclingfähigkeit gegengerechnet. Datenquellen: TU Wien EEG; KEA spezifisch: Forschungsstelle für Energiewirtschaft München.

Die Wärmeerträge der Anlagen wurden ausnahmslos simuliert, da keine einzige der 31 Anlagen über einen Wärmemengenzähler verfügte. Dieser Umstand stellt gleichsam auch den zentralen methodischen Kritikpunkt der gegenständlichen Analyse dar. In der dynamischen Simulation wurden die Standortparameter inkl. Ausrichtung der Anlage, Gebäudeparameter und nutzerrelevante Parameter berücksichtigt. Die sich für die Stichprobe ergebenden spezifischen Kollektorerträge sind in Abbildung 3 dargestellt. Wie zu erwarten war, weisen die kleineren Brauchwasseranlagen durch höhere Nutzungsgrade auch höhere spezifische Erträge auf. Die beachtliche Streubreite resultiert hauptsächlich aus der jeweiligen Systemkonfiguration, der Art der Nutzung und der Ausrichtung der Kollektoren.

Abbildung 3: Spezifischer Kollektorertrag der Anlagen über der Kollektorfläche (n=30). Eine Anlage mit 280 m2 Kollektorfläche und einem spezifischen Ertrag von 350 kWh/(m2a) wurde aus grafischen Gründen nicht dargestellt. Quelle: TU Wien EEG.

Die Ergebnisse für die energetischen Rückzahlzeiten sind in Abbildung 4 zusammengefasst.

Abbildung 4: Ergebnisse für die energetische Rückzahlzeit der untersuchten Fallstudien (n=31) nach Art der Anlage und nach Jahr der Inbetriebnahme. Quelle: TU Wien EEG.

Der Wertebereich für Brauchwasseranlagen erstreckt sich dabei von 0,9 bis 2,1 Jahren und jener für Kombianlagen von 0,9 bis 2,7 Jahren. In einem Fall wurde für eine Kombianlage eine energetische Rückzahlzeit von 4,3 Jahren ermittelt. Bei einer technischen Lebensdauer von 25 Jahren resultieren daraus typische Erntefaktoren von 9 bis 28. Ein signifikanter zeitlicher Trend lässt sich aufgrund der verfügbaren Daten nicht ableiten. Bei der besten Brauchwasseranlage handelt es sich um eine Vakuumrohrkollektor-Aufdachanlage an einem Einfamilienhaus mit 6 m² Kollektorfläche in optimaler Ausrichtung und einem 300 Liter Boiler, welche von 4 Personen genutzt wird. Bei der besten Kombianlage handelt es sich um eine gewerblich betriebene Anlage eines Hallenbades mit 280 m² Flachkollektoren für die Schwimmbaderwärmung, die Brauchwassererwärmung und die teilsolare Raumheizung.

Die Anlage mit der höchsten energetischen Rückzahlzeit von 4,3 Jahren ist eine Kombianlage aus dem Jahr 2003 mit nur 6 m² Flachkollektoren in Aufdachmontage mit 80° Abweichung aus Süden und 60° Kollektorneigung an einem Einfamilienhaus mit einem einzigen Bewohner und einem Speichervolumen von 1400 Liter. Die gesamte Systemkonfiguration inklusive der Standortbedingungen sind in diesem Fall ungünstig.

Die Fallstudien zeigen die Einflussfaktoren auf die energetischen Rückzahlzeiten von thermischen Solaranlagen: maßgeblich sind die Systemkonfiguration und die Art der Nutzung. Besonderen Einfluss haben die Abstimmung von Kollektorfläche, Speichervolumen, Gesamt-Nutzenergiebedarf und Nachfragecharakteristik der NutzerInnen sowie die Ausrichtung der Kollektoren. Ein signifikanter Einfluss der Kollektortype (Flachkollektor oder Vakuumrohrkollektor) und der Montageart (Indach, Aufdach, Freifläche,...) konnte aufgrund der vorliegenden Daten nicht nachgewiesen werden.

CO₂-Vermeidungskosten von thermischen Solaranlagen

CO₂-Vermeidungskosten stellen ein kontroversiell diskutiertes Thema dar. Für ein und dieselbe, durch den Einsatz einer bestimmten Technologie vermiedene Tonne CO_2äqu, finden sich in der Literatur oftmals sehr unterschiedliche Kosten. Die Zahlen können sich dabei um mehrere Größenordnungen unterscheiden. Der Hintergrund ist in der Berechnungsmethode zu sehen. Herrscht im Bereich der Berechnung des kumulierten Energieaufwands bzw. der energetischen Rückzahlzeit weitestgehend Einigkeit über einen zweckdienlichen methodischen Ansatz, so sind die Freiheitsgrade bei der Berechnung von CO₂-Vermeidungskosten sehr groß.

Matthes (1998) zeigt aus einer neutralen Position heraus die Konzepte, Potenziale und Grenzen der Berechnung von CO₂-Vermeidungskosten auf [10]. Wesentlich ist zunächst die Definition der Rolle des Betrachters, wobei grob eine betriebswirtschaftliche Sicht und eine (umwelt)politische Sicht zu unterscheiden sind:

Die betriebswirtschaftliche Sicht berücksichtigt eine Kosten-Nutzen Analyse mit jeweils aktuellen Marktpreisen, Definition von Preisszenarien für Technologien und Energieträger (z.B. über ökonomische Lernkurven). Steuern, Subventionen etc. können berücksichtigt werden. Als Kalkulationsverfahren kommen statische oder dynamische Methoden zum Einsatz. Bei der Wahl von dynamischen Methoden erfolgt die Wahl eines Kalkulationszinssatzes.

Bei der (umwelt-)politischen Sicht handelt es sich um einen volkswirtschaftlichen Ansatz inkl. Bewertung inländischer Wertschöpfung, Arbeitsplätze, Substitution von Energieimporten etc. Der gesellschaftliche Ansatz berücksichtigt externe Kosten bzw. Sekundäreffekte. Außerdem handelt es sich hier um einen Budgetansatz inkl. zusätzlicher oder verminderter Steuerleistungen.

Eine Bezifferung von CO₂-Vermeidungskosten ohne eine Deklaration aller getroffenen Annahmen ist also weder seriös noch zweckdienlich. Beispielhaft werden in Tabelle 2 Werte für die CO₂-Vermeidungskosten einer typischen thermischen Solaranlage für die Brauchwassererwärmung bei unterschiedlichen methodischen Zugängen dokumentiert. Im Beispiel wird jene Solaranlage betrachtet, die bereits in Tabelle 1 thematisiert wurde.

Tabelle 2: Ergebnisse von Modellrechnungen für die CO₂-Vermeidungskosten für die thermische Solaranlage aus Tabelle 1. Quelle: TU Wien EEG.

Für die Berechnung wurden 2 Substitutionsszenarien angenommen (österreichischer Wärmemix aus dem Jahr 2013 bzw. ein konventioneller Ölkessel). Die spezifischen Investitionskosten wurden nach [11] mit 971 €/kW_th angenommen und die kurzfristigen Grenzkosten des Heizsystems wurden gemäß [12] mit einem hier relevanten Wert von 10 ct/kWh_th festgelegt.

Je nach Betrachterposition, Substitutionsvarianten und Methode der Kalkulation (statisch oder dynamisch) ergeben sich unterschiedliche CO₂-Vermeidungskosten von maximal 118 €/tCO₂ und minimal -45 €/tCO₂. Der negative Zahlenwert entsteht dabei durch einen negativen Barwert der Wärmekosten. Bei dieser Variante erhält der Anlagenbetreiber zusätzlich zu den eingesparten Wärmekosten gratis die CO₂ Einsparung.

Eine zusätzliche Berücksichtigung volkswirtschaftlicher Effekte welche durch die Reduktion des Zahlungsabflusses für Energieimporte, die Erhöhung der Versorgungssicherheit, die Schaffung von Arbeitsplätzen durch den Einsatz von in Österreich produzierten Anlagen u.v.a.m. entstehen, verringert die CO₂-Vermeidungskosten im Vergleich zu den Ergebnissen der dargestellten Modellrechnungen weiter. Diese zusätzlichen Aspekte waren jedoch nicht Gegenstand der vorliegenden Untersuchungen.

Schlussfolgerungen

Mit einer energetischen Rückzahlzeit von 1 bis 3 Jahren und Erntefaktoren von 9 bis 28 entsprechen thermische Solaranlagen mit einem ausgewogenen Systemdesign und einem Standort in Mitteleuropa den Anforderungen eines nachhaltigen Energiesystems. Für eine weitere Verbesserung dieser Kennwerte sind jedoch Systeminnovationen erforderlich, welche gänzlich neue Materialien oder gänzlich neue Anlagenkonzepte etablieren. Die CO₂-Vermeidungskosten nehmen bei den aktuellen Rahmenbedingungen für den Anlagenbetreiber im Allgemeinen negative Zahlenwerte an. Aus der Sicht des Staates ergeben sich bei der Vergabe angemessener Investitonszuschüsse äußerst geringe CO₂-Vermeidungskosten, welche unter der Berücksichtigung weitreichender volkswirtschaftlicher Effekte jedenfalls argumentiert werden können.

Anmerkung: Ein umfassender wissenschaftlicher Endbericht zum Forschungsprojekt RIOSOLAR wird Mitte 2015 zur Verfügung stehen.

Autorenbeschreibung

Dipl.-Ing. Dr. Peter Biermayr ist Senior Researcher der Energy Economics Group (EEG) an der Technischen Universität Wien (Diese E-Mail-Adresse ist vor Spambots geschützt! Zur Anzeige muss JavaScript eingeschaltet sein!).

Marko Arezina ist Diplomand der Energy Economics Group (EEG) an der Technischen Universität Wien.

Literatur

1. Hohenwarter et al. (1984) “Kumulierter Energieaufwand von Sonnenkollektoranlagen“ Deutsche Gesellsch. f. Sonnenenergie, in Proceedings, 5. Internationales Sonnenforum - Band 1
2. Ladener (1993) “Solaranlagen“ Ökobuch Verlag, ISBN 3-922964-54-0
3. Schüle und Ufheil (1995) “Thermische Solaranlagen - Marktübersicht 1994/95“, Publikation des Öko-Institut e.V. Freiburg
4. Wagner und Peuser (1997) “Emmisionen von Luftschadstoffen und CO₂ bei Herstellung und Betrieb von ausgewählten thermischen Solaranlagen“ VDI Verlag 1997, VDI Berichte, Reihe 6, Energietechnik, ISBN 3-18-336606-1
5. Hahne und Pauschinger (1998) “Vergleichstest von Solaranlagen zur Brauchwassererwärmung und Raumheizung“, OTTI 8. Symposium thermische Solarenergie, Mai 1998
6. Drake und Bode (1999) “Energie- und CO₂-Bilanzen von Solarkollektoranlagen“ Forschung im Ingenieurwesen 64, 317-324, Springer Verlag 1999
7. Streicher, Heidemann, Müller-Steinhagen (2004) “Energy Payback Time - A Key Number for the Assessment of Thermal Solar Systems” Proceedings of EuroSun2004, 20 – 23 June 2004, Freiburg, Germany
8. Oberzig (2008) “Solare Wärme - Vom Kollektor zur Hausanlage“ Solarpraxis bei Beuth, ISBN 9783934595736
9. Klingenberger, Bollin, Himmelsbach (2013) “Energetische Amortisationszeiten bei solarthermischen Großanlagen“ Hochschule Offenburg, Bericht zum Förderkonzept Solarthermie2000plus, Download unter http://fgnet.hs-offenburg.de/publikationen/
10. Matthes Felix Christian (1998) “CO₂-Vermeidungskosten – Konzept, Potenziale und Grenzen“, Öko-Institut, Berlin Dezember 1998, Download unter http://opus.kobv.de/zlb/volltexte/2007/1495/pdf/endberic.pdf
11. Biermayr et al. (2014) “Innovative Energietechnologien in Österreich – Marktentwicklung 2013” BMVIT - Berichte aus Energie- und Umweltforschung 26/2014, Download unter http://www.nachhaltigwirtschaften.at/iea/results.html/id7668
12. Simader (2013) “Heizsysteme im Vollkostenvergleich“ erschienen im Mai 2013 in der Broschüre “Erneuerbare Wärme“ des Österreichischen Biomasseverbandes, Download unter http://www.biomasseverband.at/publikationen/

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Neue Broschüre „Das Sonnenhaus – Ein Bau- und Heizkonzept der Gegenwart und der Zukunft“

von Walter Becke und Peter Stockreiter

Auf dem Weg in eine ressourcenschonende Zukunft können hocheffiziente Gebäude einen wesentlichen Beitrag zur Reduktion von CO₂-Ausstoß und Primärenergiebedarf liefern. Hierfür gibt es zwei unterschiedliche Ansätze: Das Passivhaus, welches auf exzellente Dämmung und interne Wärmegewinne setzt, ist eine Möglichkeit. Eine andere ist ein Aktiv- oder Sonnenhaus, welches einen Großteil der notwendigen Wärme lokal mit Solarthermie erzeugt.

Abbildung 1: Sonnenhaus Kagerer im Mühlviertel, 77% solare Deckung (Quelle: Initiative Sonnenhaus Österreich)

Zum Inhalt

Es wurde versucht, die wichtigsten Informationen zum Thema „Gebäude mit hoher solarer Deckung“ für Planer, aber auch für interessierte Bauherren zusammenzutragen. Die Broschüre beschreibt die wichtigsten Kennwerte des Energieausweises, gibt Hinweise zur architektonisch ansprechenden Einbindung der Solarflächen, erklärt die wichtigsten Komponenten einer Sonnenheizung und beschäftigt sich außerdem mit der Einbindung von Photovoltaik und Stromspeichern. Es werden Werkzeuge für Planung und Auslegung vorgestellt, sowie wirtschaftliche und ökologische Betrachtungen angestellt. Abschließend ist eine Checkliste beigefügt, die Planer und Bauherren dabei unterstützt die wichtigsten Faktoren bereits frühzeitig in der Konzeptionierung zu berücksichtigen.

Was ist ein Sonnenhaus?

Nach der Definition der Sonnenhaus Initiative Österreich erfüllt ein Sonnenhaus folgende Kriterien:

• Solare Deckung des Gesamt-Wärmebedarfs ≥ 50%
• Spezifischer Heizwärmebedarf ≤ 50 kWh/m²_BGFa
• Primärenergiebedarf ≤ 100 kWh/m²_BGFa
• CO2-Emissionen < 25 kg/m²_BGFa
• Gesamtenergieeffizienzfaktor f_GEE < 0,6
• Luftwechsel n50 ≤ 1,5 h-1

Die restliche Wärme wird bevorzugt durch erneuerbare Energie – beispielsweise Biomasse – produziert. Traditionell werden Sonnenhäuser mit großen Wasserspeichern gebaut und die Architektur so gewählt, dass die großen Solaranlagen gut in das Konzept eingefügt werden können. Seit kurzem kommt vermehrt die Bauteilaktivierung zum Einsatz, wodurch die Größe der Wasserspeicher deutlich reduziert werden kann, da wesentliche Teile des Gebäudes selber als Speicher und Wärmeabgabesystem wirken können (meist Bodenplatte und Zwischendecken).
In der Broschüre werden Dimensionierungsgrundlagen und –beispiele angeführt, die eine Planung von solchen Gebäuden wesentlich erleichtern.

Abbildung 2: Simulationsergebnisse für den solaren Deckungsgrad für Gebäude mit einem HWB von 50, 27 und 10 kWh/m²_BGFa, 220 m² BGF, 200 Liter Warmwasserbedarf pro Tag (50°C) und 150 Liter Pufferspeicher pro m² Kollektorfläche. Standort Graz, 45° Kollektorneigung [1]

Abbildung 2 zeigt eine Abschätzung der notwendigen Kollektorflächen in Abhängigkeit vom Gebäudedämmstandard (HWB50 – OIB Mindest, HWB27 – klimaaktiv, HWB10 – klimaaktiv gold) und des gewünschten solaren Deckungsgrades für den Standort Graz.
Ein Sonnenhaus hat üblicherweise nicht den Anspruch autark – also unabhängig von Strom- und/oder Wärmenetzen – zu sein. Durch den Einsatz von Photovoltaik und Stromspeichern kann der Eigenversorgungsanteil deutlich erhöht werden.
Eine Gebäudezertifizierung nach den Richtlinien von klimaaktiv ist möglich, da für Gebäude mit hoher solarer Deckung die Voraussetzungen etwas angepasst wurden.

Umsetzungsbeispiele

Die Familie Kagerer errichtete 2012 ein Sonnenhaus im Mühlviertel (OÖ) in Massivbauweise mit einem Heizwärmebedarf von 36 kWh/m²_BGFa. Die 56 m² große Solaranlage kann den Gesamt-Wärmebedarf des Hauses zu rund 77 % decken. Die Solaranlage ist direkt in das Dach integriert und bringt durch die steile Neigung von 60° insbesondere im Winter einen hohen Ertrag (Abbildung 1). Die Nachheizung geschieht mit Stückholz aus dem eigenen Wald.

Auch Bürogebäude können als Sonnenhaus konzeptioniert und ausgeführt werden (Abbildung 3). Das Gebäude hat eine Bruttogrundfläche von 435 m² und einen Heizwärmebedarf von 9882 kWh/a. Die 68 m² große Solaranlage liefert Wärme direkt in den Betonbaukörper. Allenfalls vorhandene Überschusswärme im Sommer kann in Erd- und Betonkörper unterhalb der EG-Bodenplatte eingelagert werden. Mit Hilfe einer Wärmepumpe kann dieser Speicher im Winter wieder entladen werden. Es wird eine solare Deckung von knapp 96 % erwartet.

Abbildung 3: Sonnenhaus Bürogebäude Bauunternehmen Hörfarter Ebbs,Tirol (Quelle: Initiative Sonnenhaus Österreich)

Fazit

Durch gute architektonische Planung und geschickte Nutzung von Dachflächen kann ein Großteil der notwendigen Wärme für Wohn- und kleine Bürogebäude mit einer thermischen Solaranlage gedeckt werden. Durch die Nutzung von massiven Baumassen als Speicher können deutlich kleinere Wasserspeicher verbaut und so der Platzbedarf für die Haustechnik reduziert werden.

Zu beziehen ist diese Broschüre kostenlos über die Initiative Sonnenhaus Österreich durch eine Kontaktanfrage auf der Homepage www.sonnenhaus.co.at, elektronisch per Mail unter Diese E-Mail-Adresse ist vor Spambots geschützt! Zur Anzeige muss JavaScript eingeschaltet sein! oder bei allen österreichischen Energieinstituten und Energieberatungsstellen der Bundesländer.

Literatur

1. Becke, W., Ploss, M., Ruepp, D., Selvička, E. (2014): „Hocheffiziente Wohngebäude mit geringstem Primärenergieeinsatz“ im Auftrag von BMVIT und BMWFW

Autorenbeschreibung

DI Walter Becke ist Projektmitarbeiter des Bereichs Solarthermische Komponenten und Systeme bei AEE INTEC (Diese E-Mail-Adresse ist vor Spambots geschützt! Zur Anzeige muss JavaScript eingeschaltet sein!)

Peter Stockreiter ist Geschäftsführer der Initiative Sonnenhaus Österreich (Diese E-Mail-Adresse ist vor Spambots geschützt! Zur Anzeige muss JavaScript eingeschaltet sein!)

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Bundes-Energieeffizienzgesetz: Chance für österreichische Unternehmen

von Petra Lackner und Christoph Gruber

Mit Jahresbeginn ist das Bundes-Energieeffizienzgesetz (EEffG) vollständig in Kraft getreten. Die Gesetzgebung gibt vor, dass die Energieeffizienz in Österreich bis 2020 um 20 Prozent verbessert werden soll. Die Verpflichtung zur Effizienz liegt bei der öffentlichen Hand und den Energielieferanten. Andere Unternehmen, die energieeffizienter werden wollen, können von dieser Verpflichtung profitieren.

Abbildung 1: Reinraum. (Quelle: Sandoz GmbH)

Die EU hat sich ambitionierte Ziele gesetzt: 2020 soll um 20 Prozent weniger CO₂ als 2005 ausgestoßen werden, der Anteil erneuerbarer Energie am gesamten Energieverbrauch auf 20 Prozent steigen und die Energieeffizienz um 20 Prozent erhöht werden. Fünf Jahre vor Ablauf der Frist ist absehbar, dass die EU-Ziele für Erneuerbare und CO₂ erreicht werden. Mit Hilfe der Energieeffizienzrichtlinie (2012/27/EU) soll auch das Effizienzziel geschafft werden.

Die Republik Österreich erfüllt die Richtlinie mit einer Mischung aus strategischen Maßnahmen der öffentlichen Hand – zum Beispiel in Form von Energiesteuern oder Förderinstrumenten – und einer Verpflichtung für Energielieferanten. Energielieferanten müssen jährlich die Durchführung von Energieeffizienzmaßnahmen im Umfang von 0,6 Prozent ihres letztjährigen Energieabsatzes an Endkunden nachweisen. Die Maßnahmen kann der Energielieferant im eigenen Unternehmen oder bei seinen Kunden bzw. anderen heimischen Endverbrauchern umsetzen (lassen).

Kooperationen zwischen Betrieben und Lieferanten bieten sich an: Der Betrieb kann durch einen finanziellen Beitrag des Energielieferanten die Wirtschaftlichkeit des Projekts verbessern, der Lieferant eine Effizienzmaßnahme nachweisen und damit eine mögliche Ausgleichszahlung vermeiden. Das Potenzial für derartige Kooperationen lässt sich aus Energieaudits ableiten. Die regelmäßige Durchführung dieser Audits oder die Einführung eines Energiemanagementsystems ist nunmehr für alle großen Unternehmen verpflichtend.

Verpflichtung gilt für große Unternehmen

Zur Feststellung der Eigenschaft als „großes Unternehmen“ sind drei Kennzahlen relevant: Beschäftigte, Umsatz und Bilanzsumme.

Sobald ein Unternehmen mehr als 249 Beschäftigte (Vollzeit-Äquivalente) hat, gilt dieses als „groß“ und ist zur regelmäßigen Durchführung von externen Audits oder zur Einführung eines Energiemanagementsystems verpflichtet. Liegt die Anzahl der Beschäftigten bei 249 oder weniger, ist das Unternehmen nur dann ein großes Unternehmen, wenn sowohl der Umsatz als auch die Bilanzsumme die Schwellenwerte überschreiten. Tabelle 1 zeigt diese Schwellenwerte und die Einteilung der Unternehmen in KMU und große Unternehmen.

Tabelle 1: Schwellenwerte und die Einteilung Unternehmen in KMU / große Unternehmen. (Quelle: Austrian Energy Agency)

Unternehmen, die zu mehr als 50 Prozent im Eigentum einer anderen Organisation stehen, sind dieser zuzurechnen. Die Anzahl der Beschäftigten, der Umsatz und die Bilanzsumme aller österreichischen Unternehmensteile werden dabei zusammengezählt. Übersteigen die summierten Werte die Schwellenwerte, sind sämtliche österreichische Standorte, bei denen eine Beteiligung von mehr als 50 Prozent vorliegt, verpflichtet. Die Verpflichtung gilt auch für Tochterunternehmen, die für sich alleine betrachtet ein KMU sind. Die Verantwortung für die ordnungsgemäße Erfüllung liegt bei der Konzernmutter. Abbildung 2 zeigt, wie die Überprüfung der Unternehmensgröße bei verbundenen Unternehmen erfolgt.

Abbildung 2: Bestimmung der Unternehmensgröße in verbundenen Unternehmen. (Quelle: Austrian Energy Agency)

Große Unternehmen müssen entweder mindestens alle vier Jahre ein externes Energieaudit gemäß § 18 EEffG durchführen oder ein Energie- oder Umweltmanagementsystem einführen und dieses zertifizieren lassen. Auch im Rahmen des Managementsystems muss ein Energieaudit nach EEffG durchgeführt werden, allerdings nicht zwingend von einem unabhängigen Dritten, sondern auch von internen Auditoren. Externe und interne Auditoren müssen den Qualitätskriterien gemäß § 17 EEffG entsprechen und ihre Qualifizierung bei der Nationalen Energieeffizienz-Monitoringstelle (NEEM) nachweisen. Bisher hat das Wirtschaftsministeriumg die Agenden der Monitoringstelle übernommen und ein öffentliches Register über Auditoren, die zur Durchführung von energieaudits zugelassen sind, geführt. Künftig wird die Nationale Energieeffizienz-Monitoringstell diese und weitere Aufgaben erfüllen.

Inhalte des Energieaudits

Die geforderten Inhalte des Energieaudits sind in § 18 und Anhang III des EEffG beschrieben. Sie werden in drei große Energieverbrauchsbereiche eingeteilt:

• Gebäude oder Gebäudegruppen
• Betriebsabläufe oder Anlagen in der Industrie
• Beförderungs- bzw. Transportprozesse

Die Audits müssen alle wesentlichen Energieverbrauchsbereiche umfassen, wobei ein Bereich dann wesentlich ist, wenn dieser mindestens 10 Prozent Anteil am Gesamtenergieverbrauch hat.

Auswirkungen des Energieeffizienzgesetzes auf KMU

Auch wenn kleine und mittlere Unternehmen nicht unmittelbar vom Gesetz als verpflichtete Unternehmen betroffen sind, können diese vom Gesetz profitieren: Am Markt für Energieeffizienzmaßnahmen können KMU ihre gesetzten Maßnahmen an verpflichtete Energielieferanten verkaufen. Es lohnt sich damit auch für KMU aktiv an der Verbesserung ihrer Energieeffizienz zu arbeiten. Sie können dabei weiterhin auf umfangreiche Unterstützung bei der Auffindung von Einsparpotenzialen zurückgreifen: Im Rahmen des klimaaktiv Programms „energieeffiziente Betriebe“ stehen technologie- und branchenspezifische Tools und Leitfäden zur Verfügung (www.klimaaktiv.at/eebetriebe). Außerdem bieten Programme der Länder geförderte Energieberatungen an.

Personenbeschreibung

Mag. Petra Lackner ist mit der Leitung Center Gewerbe & Industrie der Österreichischen Energieagentur betraut (Diese E-Mail-Adresse ist vor Spambots geschützt! Zur Anzeige muss JavaScript eingeschaltet sein!).

Mag. Christoph Gruber, B.Sc. ist als wissenschaftlicher Mitarbeiter
bei der Österreichischen Energieagentur tätig.
( Diese E-Mail-Adresse ist vor Spambots geschützt! Zur Anzeige muss JavaScript eingeschaltet sein!)

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100 % Solare Wärme für Mehrfamilienhäuser

Von Josef Jenni

Die Welt hat genug für jedermanns Bedürfnisse, aber nicht für jedermanns Gier – diesen Ausspruch von Mahatma Gandhi kann man auch für unsere Energieversorgung anwenden, denn trotz der vielen Katastrophen, die es in den letzten Jahren bei der Ölförderung, dem Öltransport, der „friedlichen Nutzung“ der Atomenergie, usw. gegeben hat, können und wollen wir diese Technologien nicht reduzieren, geschweige auf sie verzichten.

Abbildung 1: 100 % Solare Wärme für Mehrfamilienhäuser Solarpark Burgdorf, Schweiz (Quelle: Jenni Energietechnik AG)

Erneuerbare Energieträger stehen ausreichend zur Verfügung. Da den Fossilen und der Atomenergie die durch sie verursachten Umweltschäden jedoch nicht angerechnet werden, können diese immer noch günstig angeboten werden. Und was geschieht, wenn es durch Verknappung von Energie zu Preissteigerungen kommt, werden dann die derzeitigen Beteuerungen von Umweltpolitikern, dass im dicht bevölkerten Mitteleuropa das Fracking von Gas und der weitere Ausbau der Atomenergie ausgeschlossen wird, noch halten? Dabei hätten wir ausreichend Energie von der Sonne zur Verfügung. Auch um den größten Teil unseres Energieverbrauchs, die Wärmeversorgung, zu bewerkstelligen. In den südlichen Ländern gibt es genug Sonne um mittels Photovoltaik die Gebäude zu kühlen, in unseren Breiten genug Solarwärme um unsere Häuser zu beheizen.

Mit dem im Jahr 1989 von Jenni errichteten Einfamilienhaus wurde bereits der Beweis angetreten: Man kann auch bei den in Mitteleuropa vorherrschenden klimatischen Bedingungen ein Haus zu 100 % mit der Sonne beheizen. Die Herausforderung ist der Januar. Schafft man es mittels eines ausreichend dimensionierten und gut gedämmten Speichers, die Energie vier Monate vom September bis zum Januar zu lagern und das Temperaturniveau für die Warmwasserbereitung zu halten, so hat man schon gewonnen. Es braucht kein Zusatzheizsystem und es gibt keine Energiekosten für die Warmwasserbereitung und Heizung.

Energiewende ist eine Speicherfrage

Wenn mit Erneuerbaren Energien die konventionellen Energieträger nicht nur entlastet werden sollen, sondern die Erneuerbaren eine Hauptstütze der Energieversorgung werden sollen, ist die Energiespeicherung der Schlüssel für die Energiewende. Dabei unterscheiden wir zwischen Kurzzeitspeichern, die vom Tag in die Nacht speichern, Mittelfristspeicher, die über ein bis zwei Wochen von Schönwetter- zu Schlechtwetterperioden die Energie speichern können. Und es gibt die Saisonspeicher, die Energie vom Sommer in den Winter transportieren. Dies gilt nicht nur für Wärme sondern auch für elektrischen Strom. In welche Kategorie ein Speicher gehört, ist nicht nur eine Frage seiner Größe sondern auch eine Frage der Art und Weise wie man einen Speicher laden und entladen kann (z.B. sein Temperaturhub). Der Speicher sollte grundsätzlich möglichst geringe Energieverluste aufweisen, sodass er nicht innerhalb der gewünschten Speicherzeit den größten Teil seiner eingespeicherten Energie verliert. Wärmespeicher haben den Vorteil, dass sie – wenn sie innerhalb der gedämmten Gebäudehülle installiert sind – die Wärmeverluste über die Oberfläche an die angrenzenden Räumen abgeben und damit in der Heizperiode zu einem „verlustfreien“ Speicher werden (Abbildung 2).

Abbildung 2: Grundriss MFH Oberburg (CH). Der Speicher im Zentrum des Gebäudes hat während der Heizperiode einen Wirkungsgrad von 100%, kommen die Abstrahlverluste doch zur Gänze dem Gebäude zugute.

Dank der in den letzten Jahren um vieles besser gewordenen Gebäudekomponenten und des damit sehr viel geringeren Heizwärmebedarfes ist es jetzt sogar leichter auf 100 % solare Deckung zu kommen. Das im Jahr 2007 errichtete, weltweit erste 100 % solar beheiztes Mehrfamilienhaus beweist das eindrucksvoll (Abbildung 1). Die Wärmeverteilung erfolgt über eine Niedertemperatur-Fussbodenheizung, eine Komfortlüftung mit Wärmerückgewinnung sorgt für angenehmes Raumklima und richtig dimensionierte moderne Holzfenster mit Isolierverglasung für ausreichend passive Nutzung der Sonneneinstrahlung. Die Herausforderung ist die Bereitstellung von ausreichender Temperatur für die Warmwasserbereitung, sind doch die Anforderungen im Mehrfamilienhaus meist höher als bei Einfamilienhäuser. Dies gelingt durch eine ausreichende Wärmedämmung des Speichers, die ein zu schnelles Abkühlen verhindert. Für die Heizung brauchte es ein richtiges Be- und Entladesystem des Speichers, damit kurze aber durchaus energiereiche Einstrahlungsperioden im Winter zur Speicherladung genutzt werden können (Abbildung 3).

Abbildung 3: Eine ausreichende Wärmedämmung beim Swiss Solartank verhindert ein zu rasches Auskühlen des Speichers im oberen Bereich und das richtige Be- und Entladesystem sorgt für solaren Nachschub im unteren Speicherbereich.

Abbildung 4: Das Monitoring für das erste 100 % Solar-Mehrfamilienhaus umfasst die Aufzeichnung aller Temperaturen und kann aktuell auf der Homepage von Jenni Energietechnik beobachtet werden: http://www.jenni.ch/speichertemperaturen.html

100% Solarwärme mit halbem Speichervolumen

Aus den Ergebnissen des Monitorings des ersten 100 % solar beheizten Mehrfamiliengebäudes ist eine eindeutige Überdimensionierung des Kollektorfeldes als auch des Pufferspeichers zu erkennen, weshalb die derzeit in Fertigstellung befindlichen zwei neuen Mehrfamilienhäuser eine viel kleinere Kollektorfläche aufweisen und auch mit einem Speicher mit dem halben Volumen ausgestattet sind.

Abbildung 5: Erweiterung des Solarparks Burgdorf um zwei weitere Mehrfamilienhäuser (Quelle: Jenni Energietechnik AG)

Innovatives Finanzierungsmodell

Die Eigentümer der inzwischen 3 zu 100 % mit Solarwärme versorgten Mehrfamilienhäuser sind die über 800 Aktionäre der Jenni Liegenschaften AG. Diese setzen sich zum Großteil aus Kunden und Freunden der Solarenergie zusammen. Gegründet wurde die Gesellschaft schon 1983, um das Eigenkapital für den Bau der ersten Werkstatt zu beschaffen. Eine stetig steigende Zahl von Aktionären beweist auch das Vertrauen, das den Projekten von Jenni Energietechnik AG entgegengebracht wird.

Vom Neubau zur Sanierung

Dass Neubauten zu 100 % mit Solarwärme versorgt werden können, beweisen unsere Gebäude in Oberburg mit Erfolg. Den mit Abstand größten Anteil des Wärmebedarfs, und damit auch ein großes Potential zum Erreichen der Energiewende, weisen aber die bestehenden Bauten auf. Einfach gebaute Häuser können relativ leicht mit Wärmedämmung, neuen Fenstern etc. auf einen sehr guten Zustand gebracht werden. Sobald das geschafft ist, sollte die Installation einer Solaranlage und eines Pufferspeichers kein großes Problem mehr sein. Die solare Sanierung von Gebäuden aus der Gründerzeit hat sich die FASA AG in Chemnitz zum Ziel gemacht und die ersten Gebäude bereits realisiert. Mehrere Swiss Solartanks® von Jenni Energietechnik AG sorgen dafür, dass sich der Energiebedarf um den Faktor 5 bis 10 reduziert hat (Abbildung 7).

Abbildung 6: Erstes 100%-sonnenergie-EFH in Oberburg: Baujahr 1989, 84 m² Sonnenkollektoren, 118 m³ Wasserspeicher. Am 31. Jänner wird ein 25 m³-Außenschwimmbad mit Sonnenwärme aus dem vorigen Sommer beheizt.

Abbildung 7: Einbau eines Solartanks über das Dach in der Sanierung (Quelle FASA AG)

Das Wecken von übertriebenen und unhaltbaren Erwartungen gefährdet die Energiewende, aber die im Solarpark Burgdorf realisierten Projekte zeigen, wie die Energiewende konkret aussehen kann.

Autorenbeschreibung

Ing. Josef Jenni ist Mitbegründer der seit dem Jahr 1976 erfolgreich tätigen Jenni Energietechnik AG in Oberburg (CH). Das Unternehmen beschäftigt 75 MitarbeiterInnen, produziert große Solarspeicher (Swiss Solartank®), Gesamt-Wärmesysteme, Wärmerückgewinnungsanlagen, u.v.m. und ist seit der Errichtung des ersten 100% Solarhauses im Jahr 1989 Anlaufstelle in Mitteleuropa zum Thema Gebäude mit hoher solarer Deckung.